2024年光伏及储能行业专题报告：全面解构亚非拉光储驱动力

一、电源侧与用户侧因地制宜，亚非拉需求波动向上

（一）电源侧：光储平价推动新一轮需求高景气

光储平价：即在光伏+储能实现近乎火电的发电功率可控性的前提条件下，光伏 配置储能整体度电成本低于燃煤标杆电价，其关键是确定光伏配置储能的比例。 随着光伏渗透率逐渐提升，基于以下假设，我们认为光储平价可分为两种情景： 1kW光伏日均发电量：假设年利用小时数达1300h，则1kW光伏日均发电量 1300/365=3.56kWh。若将一天中光伏所发的全部电量转移至其他时段上网，则1kW 光伏需配置90%功率、4h时长储能。 ②光储平价情景1：半平价，通过配置储能，初步实现午间消纳问题。此时储能 配置容量接近光伏日均发电量的50%，即配储45%、4h。 ②光储平价情景2：全平价，当午间光伏发电功率过剩后，边际上新增光伏装机 需要将其发电量全部转移至其他时段上网，储能配置容量接近光伏日均发电量的 100%，即配储90%、4h。

基于目前中国及海外光储EPC主流报价，我们测算： 中国及亚非拉新兴市场国家：考虑到亚非拉区域新兴市场国家的人力成本较低， 故可认为与中国EPC建设成本相似。光伏EPC按3.1元/W，预计远期降至2.5元/W， 储能EPC 1.1元/Wh，预计远期降至0.8元/Wh。根据表1所测算，在当前成本下，主 流配储情景（20%/2h）/平价情景1（45%/4h）/平价情景2（90%/4h）三种情况光储 综合度电成本分别为0.291/0.492/0.699元/kWh，在20%、2h的配储比例下光储度电 成本已低于燃煤标杆电价，但半平价与全平价仍有加大难度。远期成本下，平价情 景1（45%/4h）/平价情景2（90%/4h）光储综合度电成本分别为0.332/0.450元/kWh， 半平价有望到来。

欧美：EPC成本远高于中国，假设光伏EPC目前6.8元/W，预计远期降至5.0元 /W，储能EPC 3.0元/Wh，预计远期降至1.6元/Wh。根据表1所测算，当前成本下， 主流配储情景（20%/2h）/平价情景1（45%/4h）/平价情景2（90%/4h）三种情况光 储综合度电成本分别为0.524/0.736/1.008元/kWh。远期成本下，平价情景1/平价情 景2度电成本分别为0.587/0.801元/kWh，光储综合度电成本高于中国。但考虑到目 前主要国家上网电价均在0.3-0.4元/kWh，欧美发电侧平价难于中国及亚非拉国家。

电源侧配储比例提升驱动光储规模持续向上，用户侧半平价到来为户用光储爆 发提供经济基础。发电侧：随着技术效率提升与成本下降，发电侧集中式光伏配储 比例持续提升、单位光伏装机对电网冲击持续减弱，有望驱动光储规模持续上行。 用户侧：考虑到工商业与居民电价高于发电侧上网电价（差值主要为输配电价、线 损费用、系统运行费用、政府基金及税费），且居民电价普遍高于工商业电价，故用 户侧半平价有望率先到来，驱动分布式尤其是户用光储全面放量。

欧美及亚非拉部分高电价国家用户侧全面平价，户用及工商业光储已具备全面 爆发经济基础。 根据Global Petro Prices的全球居民/工商业电价数据，2023年12月在统计的 148个国家中105个国家居民电价高于中国，75个国家平均居民电价高于1元/kWh， 欧美等主要发达国家居民电价普遍高于2元/kWh。 对比工商业电价，2023年12月在统计的134个国家中98个国家居民电价高于中 国，67个国家平均居民电价高于1元/kWh。国内存在工商业对居民用电的交叉补贴， 居民电价低于工商业电价，海外居民电价普遍高于工商业，户用光伏发展更为积极。 高电价国家光伏发展亦普遍较为积极。根据BNEF数据，截至2023年末各主要 国家光伏累计装机规模如下： 北美/南美：美国（约140GW）、墨西哥（约10GW），巴西（约45GW）、智 利（约10GW），其余国家规模均较小。 欧洲：德国（82GW）、西班牙（43GW）、意大利（34GW）、荷兰（30GW）、 法国（19GW）、英国（17GW）、波兰（16GW），乌克兰累计约7GW但近三年基 本无新增。 中东（西亚、北非部分地区及土耳其）：土耳其（13GW）、阿联酋（8GW）、 以色列（6GW）外，其余国家均低于5GW。 非洲：南非（10GW）、尼日利亚（1.8GW）、肯尼亚（1.5GW），其余国家低 于1GW。 亚洲：除中国外，印度（94GW）、日本（90GW）、韩国（30GW）、越南（20GW）、 巴基斯坦（12GW）外，其余国家均不超10GW。

（二）用户侧：外部因素催化导致静态回收期大幅缩短，部分国家户用光 储需求快速放量

相较于电源侧通过光储平价衡量爆发时点，用户侧更加关注光储系统投资回收 期。一般而言，电源侧投资多由政府主导，投资规模大、回收周期长，更加关注全生 命周期收益率情况，故对光储平价带来的成本端下降更为敏感。而用户侧更加关注 短期收益情况，即静态回收期，通常5-7年为可接受回报期，3-5年为理想回报期，而 小于3年则存在较强装机动力。 按照静态回收期 =（设备成本+安装成本+其他成本）/（（自用电量*零售电价） +（并网电量*上网电价）-运维成本），我们以亚非拉用户侧光伏EPC 3.0元/W与储 能EPC 2.2元/Wh成本测算，假设家庭安装5kW光伏组件、年利用小时数1200h，若 将50%日发电量通过户储系统进行存储，则需配置8.2kWh户储系统，光储系统整体 投资成本达3.3万元。在70%的光伏自用比例下，若亚非拉国家居民电价高于1.0元 /kWh，静态回收期小于7年，初步具备投资价值；若居民电价高于1.5元/kWh，静态 回收期小于5年，此时户用光储系统具备较强的吸引力。

电价上涨导致部分国家静态回收期大幅缩短，户用光储需求快速释放。考虑到 户用光伏模式以自发自用为主、余电上网为辅，故终端居民电价对户用光伏静态回 收期影响较为重要，其阶段性上涨对该国户用光伏需求起较大刺激作用，如2023年 南非、2024年巴西、巴基斯坦等。上网电价政策影响余电上网收益，近年来众多国 家陆续将上网电价由“净计量”（即余电上网电价近似等于终端居民电价）改为“净计费”（即余电上网电价近似等于发电企业上网电价），余电上网电价退坡驱动户 用光伏配储大幅提升，如美国、德国、波兰、荷兰等。此外，电力短缺与不稳定亦 促使部分国家户用光储需求快速爆发，部分用户基于保供目的选择安装户储，此类 用户多不考虑经济性，但人群规模较小，长期增长持续性仍依赖于经济性提升。 逆变器作为光伏与储能共同的关键零部件，其销量变化直接反应光储需求景气 度。根据海关数据，2024年上半年在统计的228个国家（地区）中，中国向40个国家 （地区）逆变器累计出口金额超1亿元、向5个国家累计出口金额超10亿元。中国出 口金额前5的目的地国家为荷兰、巴西、巴基斯坦、印度、德国，2024H1中国出口 金额分别为54.4、30.8、17.1、16.5、13.9亿元，增速分别为-62.0%、+44.2%、+297.0%、 +105.1%、-65.7%。巴基斯坦需求爆发主要来自于电价大幅上涨，根据巴基斯坦电 力部门统计，2024年7月居民电价较2022年上涨138%；印度与巴西需求爆发主要系 政府出台新能源相关支持政策。中国逆变器出口增速前5的目的地国家为沙特、斯里 兰卡、阿曼、巴基斯坦、尼日利亚，2024H1出口金额分别为8.1、1.9、1.7、17.1、 3.3亿元，增速分别为+888.9%、+567.6%、+383.6%、+297.0%、+265.4%，增速 较快国家亦主要来自于电价上涨与政策刺激。

二、国家筛选：电价水平影响平价阶段与回收期限，不 同国家存在差异化发展需求

经济性为基础，电价、用电稳定性、政策支持力度等多因素均有望推动光储需 求向上，亚非拉诸多国家具备光储大规模发展条件。通过分析发电量增速、GDP增 速、电网稳定性及电价进行综合判断，亚非拉国家中除巴基斯坦、巴西、南非、乌克 兰等需求已爆发国家外，墨西哥、菲律宾、埃及、越南、泰国、摩洛哥等国家具备大 规模发展户用光储潜力。我们认为，经济性为基础，电价、用电稳定性、政策支持 力度等诸多二阶导都有可能驱动光储大规模向上。

（一）以电网稳定性划分，电网强弱决定储能优先方向

重点考虑全球人口前50与GDP前50国家及部分重点国家共计67个国家，2023年 末样本国家人口数占全球89.3%，GDP占全球94.3%，具有较强的代表性。考虑到发 展大储需要较强的电网支撑，对于亚非拉等电网稳定性较差区域，发展大储并非最 优先选择。故我们以电网稳定性指标对前述国家进行定性区分，通过气泡图对国家 区分象限类型，横轴为23年末各国居民电价（单位：元/kWh），纵轴为近5年GDP 增速均值-发电量增速均值，数值越高代表电力供需越紧张或电力对外依存度越高。 电网稳定性较强国家：集中式光储与分布式光储均具备一定潜力 第一象限：电价高+电力供应偏紧。主要以欧美日澳发达国家为主，此类国家 GDP增速较低，但发电量增速多为负值，电力供需偏紧，具备发展各类型光储的潜 力。 第二象限：电价低+电力供应偏紧。仅俄罗斯一国，各类能源资源丰富导致电价 较低，战争因素导致电力偏紧。第三象限：电价低+电力供应较充足。主要为中东国家及中国，强势政策推动能 源转型，需求以集中式光储为主。 第四象限：电价高+电力供应较充足。主要为芬兰、瑞士等欧洲国家，发展大储 动力不足，具备发展分布式光储的经济性前提，但需在政策激励下有明显需求。

电网稳定性较弱国家：优先发展分布式光储 第一象限：电价高+电力供应偏紧。主要为南非、以色列、墨西哥，此类国家GDP 增速增长较快，但发电量增速难以保持增长，天然具备发展分布式光储的潜力。 第二象限：电价低+电力供应偏紧。主要为巴基斯坦、乌克兰、越南、阿根廷等。 第三象限：电价低+电力供应较充足。主要为印度。 第四象限：电价高+电力供应较充足。主要为巴西为主的南美国家及菲律宾。

（二）分国家展望：电价、用电稳定性、政策情况决定差异化发展需求

根据前述国家分类，我们筛选重要及未来存在潜在高需求的国家进行分析。对 于电网稳定性较强的国家，主要包括高电价、高电力缺口的德国、意大利、美国、智 利；低电价、低电力缺口的沙特阿拉伯。对于电网稳定性较弱的国家，主要包括高电 价、高电力缺口的南非、墨西哥；低电价、高电力缺口的巴基斯坦、乌克兰、马来西 亚；高电价、低电力缺口的巴西、泰国、菲律宾；低电价、低电力缺口的印度，共计 14个国家。

1. 电网稳定性较强国家：集中式光储与分布式光储均具备较大潜力

（1）高电价+高缺口-德国：装机审批大幅简化，户用及阳台光储需求快速释放

户用及阳台装机审批政策简化，有望刺激户用及阳台光储装机新需求。根据 BNEF，2023年德国光伏装机新增14.1GW，同比+91.4%，其中集中式/工商业/户用 分别为5.3/3.3/5.5GW。根据Global Petro Prices，2023年末德国居民/工商业电价分 别为2.884/1.942元/kWh，约为中国同类电价的526.7%/305.8%，电价水平较高。 2024年5月德国《光伏一揽子计划》正式生效，大幅简化阳台光储及户用光储的并网 程序，明确阳台光伏最大容量不超过2kW、逆变器容量不超过800W，允许阳台光伏直接插入电网而无需安装双向电表，叠加此前免除发电收入的个人所得税和购置光 储系统增值税，预计阳台光储有望迎来新增长。

（2）高电价+高缺口-意大利：户用光储受补贴影响下滑，政策转向集中式光储

户用光储受补贴影响下滑，后续政策转向集中式光储。根据BNEF，2023年意大 利新增光伏装机4.4GW，同比+78.3%，其中集中式/工商业/户用分别为1.1/1.0/ 2.4GW。根据Global Petro Prices，2023年末意大利居民/工商业电价分别为 3.278/3.395元/kWh，约为中国同类电价的598.7%/534.5%。意大利在2020年推出 Superbonus补贴政策，以户用光储安装成本的110%进行税收抵免，但2023-2025年 退坡至90%/70%/65%，补贴退坡大幅影响户用装机意愿。但另一方面，2023年意大 利将新版国家可再生能源目标由2030年的52GW上调至80GW，欧盟给予意大利高 额大储补贴，预计集中式光储将成为意大利后续主流。

（3）高电价+高缺口-美国：双反影响光伏短期需求，电网优化支持各类储能发展

东南亚双反关税待裁决影响光伏短期需求，储能301关税递延至2026年短期高 景气无虞。根据BNEF，2023年美国光伏新增33.2GW，同比+40.6%，其中集中式/ 工商业/户用分别为23.8/2.1/7.3GW。根据Global Petro Prices，2023年末美国居民/ 工商业电价分别为1.183/1.000元/kWh，约为中国同类电价的216.0%/157.5%。光伏 领域：23年6月随着对东南亚四国光伏双反豁免到期与新一轮双反调查启动，美国光 伏经销商观望情绪加剧，抑制短期需求。储能领域：电网升级+并网规则优化支持大 储发展提速，月度并网数据大幅增长已有明确兑现；加州NEM 3.0政策过渡结束+极 端天气频发影响供电稳定性，户储需求快速增长。

（4）高电价+高缺口-智利：政府投资+收益模式优化驱动新增以集中式光储为主

政府投资+商业模式优化，集中式光储有望成为未来主要需求。根据BNEF，2023 年智利光伏新增2.4GW，同比+31.8%，集中式光伏占绝大多数比例。根据Global Petro Prices，2023年末智利居民/工商业电价1.278/0.971元/kWh，约为中国同类电 价的233.3%/152.9%，电价处于较高水平。智利较早提出了新能源发展路线，受补 贴影响集中式光伏快于分布式发展。2022年以来智利启动新一轮电力市场机制改革， 给予储能合理收益模型；2023年提出20亿美元资金用于大规模储能系统拍卖；2024 年为储能提供容量补偿机制，系列规划与政策支持利好集中式光储发展。

（5）低电价+低缺口-沙特：能源转型远景驱动集中式光储高景气

谋求转型积极上马大型项目，集中式及微型光储有望持续增长。根据BNEF， 2023年沙特阿拉伯光伏新增1.5GW，同比+101.1%，其中大部分为集中式光伏。根 据Global Petro Prices，2023年末沙特阿拉伯居民/工商业电价0.350/0.504元/kWh， 约为中国同类电价的63.7%/79.4%，电价处于较低水平。但沙特电网基础设施较好， 具备发展集中式光储条件。为减少经济对石油的依赖，沙特政府于2016年提出“2030 愿景”，预计于2030年光伏发电占比27%，达40GW（7年新增37GW）。同时，沙 特正推动红海新城、 NEOM等一系列零排放区域建设项目，预计规模达10GWh，集 中式光储有望持续保持高景气。

2. 电网稳定性较弱国家：优先发展分布式光储

（1）高电价+高缺口-南非：电力危机短期难解决，涨电价将带动户用及工商业光储 需求再起

电力危机短期难解决，涨电价将带动户用及工商业光储需求再起。根据BNEF， 2023年南非光伏新增2.7GW，同比+37.1%，工商业光伏快速增长。根据Global Petro Prices，2023年末南非居民/工商业电价1.329/0.635元/kWh，约为中国同类电价的 242.7%/100.0%。一方面，南非电力系统老化严重，其电网主体Eskom深陷财务困 境且面临火电机组退役问题，发电功率持续下滑，Eskom计划于25年通过大幅提高 电价方式环节财务困境，户用及工商业光储长期需求明确；另一方面，南非电力供 给受国家管控，限电频率受政府因素较大，缺电力问题将长期存在。

（2）高电价+高缺口-墨西哥：新政府明确支持新能源有望拉动光储需求

政策波动较大，新总统明确支持新能源发展有望推动光储需求。根据BNEF， 2023年墨西哥光伏新增1.3GW，同比-16.3%。根据Global Petro Prices，2023年末 墨西哥居民/工商业电价0.788/1.540元/kWh，约为中国同类电价的144.0%/242.5%， 电价处于较高水平。墨西哥光照资源充足，但政府出于对传统能源的保护，对新能 源发展支持力度较低，缺乏政策、资金、电网与储能技术支持光伏电力输出。2023 年墨西哥国家电力公司宣布开发北部区域GW级光伏项目；2024年6月新总统选举落定，相较于前任总统其曾明确表示支持新能源发展，未来需重点关注墨西哥新政府 在新能源产业发展的政策与资金支持力度。

（3）低电价+高缺口-巴基斯坦：涨电价驱动户用光储高景气，政策刺激微型光储 发展

债务危机与电力短缺引发电价上涨，户用及微型光储需求率先释放。根据BNEF， 2023年巴基斯坦光伏新增2.8GW，同比+29.0%，户用与工商业占据主要份额。根据 Global Petro Prices，2023年末巴基斯坦居民/工商业电价0.526/1.139元/kWh，约为 中国同类电价的96.0%/179.3%，政府电价补贴导致工商业电价显著高于居民电价。 为应对能源部门债务危机并获得IMF贷款，政府于近期宣布：①将屋顶太阳能上网电 价从净计量转向总计量；②全国电费涨价约25%；③取消对非贫困家庭的居民电价 补贴，叠加组件价格快速下降，巴基斯坦用户侧光储经济性凸显，此外政府近期宣 布大力布局微型光储系统，微逆需求亦有望爆发。

（4）低电价+高缺口-乌克兰：经济性+电力短缺需求共振，户用及阳台光储有望快 速增长

战争导致发电资源损毁严重，户用光储作为应急电源需求大幅放量。根据BNEF， 2021年俄乌冲突以来乌克兰光伏新增装机近乎停滞，现有装机主要以集中式为主。 根据Global Petro Prices，2023年末居民/工商业电价分别为0.475/0.913元/kWh，约 为中国同类电价的86.7%/143.7%。近期乌克兰总统表示战争已导致乌克兰9GW的 发电能力被摧毁，占乌克兰发电能力的一半左右，导致居民电价将上涨80%。截至 24年5月，乌克兰发电能力约10GW，但夏季需求高峰约12GW、冬季需求高峰约 18GW，短期缺口达6GW以上。近期政府出台零息贷款、对能源设备免税等措施鼓 励居民发展户用及阳台光储，经济性与保供需求共振。

（5）低电价+高缺口-马来西亚：高工商业电价下工商业光储需求持续，集中式仍 待政府规划

光照资源充沛，工商业光储有望持续领跑装机。根据BNEF，2023年马来西亚光 伏新增0.3GW，同比+14.7%，除部分年份国家建设集中式光伏并网带动装机大幅提 升外，工商业光伏占装机主要份额。根据Global Petro Prices，2023年末马来西亚居 民/工商业电价0.343/0.898元/kWh，约为中国同类电价的62.7%/141.4%，工商业电 价显著高于居民电价。马来西亚坐落赤道附近，光照资源丰富，其规划2050年完全 淘汰煤电，实现70%的新能源装机容量，预计后续将出台相关建设规划。2021年马 来西亚推出净计量政策并规划延期至2024年底以鼓励分布式发展，同时先后推出户 用光伏回购与激励计划，有力推动屋顶太阳能发展，预计分布式光储有望保持快速 发展。

（6）高电价+低缺口-巴西：户用光储系统并网流程简化，新一轮投资启动释放需 求

多重政策扫平障碍，分布式持续引领光伏增长。根据BNEF，2023年巴西光伏新 增16.3GW，同比+50.8%，集中式/工商业/户用发展较均衡，户用整体规模略高。根 据Global Petro Prices，2023年末巴西居民/工商业电价1.139/0.905元/kWh，约为中 国同类电价的208.0%/142.5%，高电价水平下用户侧已实现全平价，具备大规模放 量经济基础。近期由于降水预期较低叠加负荷增长，巴西国家电力能源局于2024年 6月宣布上调电价；7月宣布为分布式发电在三种情况下允许豁免“并网审核”；叠 加近期总统法案提出未来3年为新建住宅安装50万套户用光伏，系列政策有望大力 促进户用光储及阳台光储发展。

（7）高电价+低缺口-泰国：光储具备爆发基础，政策松绑释放工商业及户用光伏 需求

政策松绑释放光储需求，工商业或将快速反弹。根据BNEF，2023年泰国光伏新 增470.6MW，同比+10.8%，其中集中式/工商业/户用分别119.8/317.9/33.0MW，工 商业装机快速增长。根据Global Petro Prices，2023年末泰国居民/工商业电价均为 0.818元/kWh，约为中国同类电价的149.3%/128.7%，电价水平较高。泰国光照资源 丰富，光伏装机尚未大规模启动。目前泰国对光伏上网电价实行FiT补贴，但市场仍 处于发展早期阶段，政策约束性较强。泰国政府于近期启动修法，包括试点电力自 由交易市场，解除户用及工商业装机容量限制，预计后续泰国光储市场有望逐步启 动，工商业作为政策放松最显著领域有望快速增长。

（8）高电价+低缺口-菲律宾：新能源发展起步较晚，分布式及阳台光储有望快速 发展

菲律宾具备新能源大规模发展的基础条件，各项政策逐步启动装机有望快速发 展。根据BNEF，2023年菲律宾光伏新增574.8MW，同比+34.1%，存量光伏装机以 集中式为主。根据Global Petro Prices，2023年末菲律宾居民/工商业电价分别为 1.467/1.095元/kWh，约为中国同类电价的248.0%/172.4%，菲律宾电价处于较高水 平，人口、电价等客观因素支持户用光储规模化发展。根据菲律宾能源部预计，2024 年光伏新增装机约2GW。菲律宾作为全球人口排名第12国家，岛屿众多，地域特点 决定其大电网覆盖度有限。近年来政府积极发展户用光伏，近期启动第二轮微电网 招标，预计分布式光储有望保持快速发展态势。

（9）低电价+低缺口-印度：户用光伏增速明显，大储需求具备潜力

逆变器不受限制清单影响，户用领域有望高增长。根据BNEF，2023年印度光伏 新增15.4GW，同比+19.7%，集中式占印度光伏主要份额。根据Global Petro Prices， 2023年末印度居民/工商业平均电价0.569/0.942元/kWh，约为中国同类电价的 104.0%/148.3%，用户侧半平价已至。印度《2022-2032年国家电力计划》预计2027 年末光伏装机达186GW，相较2023年末仍有一倍空间。2024年4月印度发布未来3 年1000万套屋顶光伏计划，为3kW以内的户用光伏系统提供40%-60%成本补贴，对 应3年潜力约30GW，户用需求预计明显提升。相较于组件受ALMM清单、BCD关税 等保护性关税限制，逆变器不受影响仍保持高景气。

三、市场空间展望：新兴市场国家光储对传统能源替代 空间广阔

美国、德国、印度、巴西贡献海外市场主要需求，巴基斯坦、智利、沙特等亚 非拉新兴市场国家需求亦有望快速增长。预计2024年美国、德国、印度、巴西光伏 装机有望达39/22/21/20GW，仍是海外光伏市场主要贡献。亚非拉区域新兴市场国 家受电价上涨、电力短缺或政府政策强力推动等因素影响，预计2024年亦有较大增 幅，如巴基斯坦、智利、沙特等，其中智利、沙特等电网稳定性强、电价低的国家需 求以集中式光储为主，巴基斯坦以户用光储为主。考虑到亚非拉国家火电发展受限， 新能源有望成为快速、低成本缓解其电力紧张、支撑经济发展的重要方式，光储平 价下新能源需求有望快速释放。

除中东区域国家外预计亚非拉国家储能需求仍以户储为主，光储平价下具备发 展潜力。预计2024年美国、巴西、意大利、印度储能装机有望达44/8/8/8/8GWh，海 外储能一超多强格局明确。其他亚非拉国家中沙特、智利受政府政策与资金支持大 储快速发展；巴基斯坦受涨电价及“净计量”向“总计量”模式转变，光储需求均保 持高增长；乌克兰受战争影响电力大幅短缺户储与阳台光储有望快速增长。欧洲国 家中，意大利政策与补贴向大储倾斜，预计大储接替户储成为新增主力，德国与巴 西市场大幅简化小功率户储及阳台光储并网流程，预计新产品需求快速增长。

编辑：火腿肠